Autor: Pozo Gowland, Francisco
Publicado en: LA LEY 22/12/2023, 1
Cita: TR LALEY AR/DOC/3199/2023
Sumario: I. Una nueva emergencia en el sector eléctrico. Alcances y posibles escenarios futuros. — II. Modificaciones efectuadas por el DNU 70/2023. — III. El camino de la transición energética. — IV. Conclusiones.
En diciembre de 2023 han tenido lugar varios hechos que brindan un escenario propicio para repasar las bases normativas del Mercado Eléctrico, y las perspectivas que se presentan a partir de enero de 2024.
Los hechos destacados de diciembre de 2023, que motivan este análisis, son la asunción de un nuevo presidente en Argentina, la finalización de la COP 28 y su implicancia en la transición energética, la declaración de emergencia de la generación, el transporte y la distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y el dictado del DNU 70/2023, que tiene por finalidad desregular la economía, e introdujo modificaciones en normas aplicables a diversas industrias, incluida la industria eléctrica.
Analizaremos, la declaración de emergencia, su impacto en los distintos segmentos de la industria eléctrica, y cuál es el escenario probable para los siguientes meses, las modificaciones a la industria introducidas en el DNU 70/2023, y el escenario internacional en materia de transición energética, y como puede evolucionar esta transición en Argentina, considerando las grandes oportunidades que ofrece nuestro territorio.
I. Una nueva emergencia en el sector eléctrico. Alcances y posibles escenarios futuros
El 18/12/2023 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto de Necesidad y Urgencia 55/2023 (“DNU Nº 55/2023”), mediante el cual el Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”) declaró la emergencia del Sector Energético Nacional hasta 31/12/2024. Sin perjuicio de que comprende también a los segmentos de transporte y distribución de gas natural, en este análisis nos referiremos solo a la generación, transporte y distribución de energía eléctrica, aunque muchas de las conclusiones son igualmente aplicables al gas natural.
En los considerandos del DNU 55/2023, el PEN indicó las razones por las que se declara la emergencia, destacándose las siguientes:
a. Nunca se completó el proceso de renegociación de las revisiones tarifarias de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural dispuesto por el DNU 1020/2020, cuyo plazo venció el 17/12/2023 (1), ni se suscribieron las Actas Acuerdo Definitivas (2).
b. Que durante la vigencia de las leyes de emergencia (3), los marcos regulatorios del gas y electricidad resultaron cumplidos parcialmente, y ello ha implicado la ausencia de un esquema tarifario que brinde señales para un consumo eficiente y racional de energía para los distintos segmentos y tipos de usuario.
c. La prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de gas y energía eléctrica bajo jurisdicción federal exhiben una situación caracterizada por la creciente obsolescencia de los activos de las empresas prestadoras, la insuficiente adecuación a las necesidades de la demanda actual y futura y la profundización de los inconvenientes derivados de la falta de renovación de las redes y su ampliación.
d. La imperiosa necesidad de encauzar la prestación de los servicios públicos bajo la plena vigencia de los marcos regulatorios y de los contratos de concesión y licencia, con las adecuaciones y revisiones correspondientes.
e. Que Edenor y Edesur, según informes del ENRE, presentan frecuencias y duración de interrupciones por encima de los límites contemplados debido a las inversiones insuficientes, por lo que de no adoptarse medidas urgentes se profundizará la deficiente calidad de servicio en perjuicio de los usuarios.
f. Que la incorporación de generación —para abastecer el crecimiento de la demanda eléctrica— no fue acompañada por inversiones de magnitud en el sistema de transporte de energía eléctrica, lo que ha derivado en la operación del referido sistema a plena capacidad, produciéndose en especial congestiones en la Red de Alta Tensión.
g. Los sistemas de remuneración establecidos a los agentes del MEM —partir de 2003 en general, y desde 2013 en particular— no han dado señales económicas para incentivar las inversiones.
h. Que, según lo informado por CAMMESA, y como consecuencia de las deficiencias estructurales en las redes de transporte de alta y media tensión, se verifican efectos operativos negativos para el sistema energético (4). Por ello, el DNU señala que existen limitados niveles de reserva operativa en días y horas de alta exigencia (5), que son incompatibles con una operación confiable del sistema, con el consecuente riesgo de restricciones en el suministro ante hechos imprevistos.
i. Existe un alto riesgo de desabastecimiento de gas natural y energía eléctrica para los usuarios del centro y norte del país, habida cuenta de que las principales centrales termoeléctricas e industrias radicadas en dicha región dependen del gas importado de Bolivia para poder generar energía y no tienen como alternativa la posibilidad de utilizar combustibles líquidos.
j. Ello ha provocado la necesidad de la reversión del Gasoducto Norte, para poder abastecer el NOA con flujo de gas natural inverso al de su diseño, que se encuentra en etapa de licitación, pero cuyas ofertas superan en principio el presupuesto oficial.
k. Que la situación financiera del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) está afectada por un sistema de retribución que no refleja los costos reales de producción, y se verifica una situación generalizada de deudas de agentes distribuidores con dicho mercado (6).
En virtud de los motivos señalados, el PEN indica la existencia de una efectiva situación de emergencia en el Sector Energético Nacional que debe ser reconocida y así declarada, por lo que dispuso:
a. Declarar hasta el 31/12/2024 la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural (art. 1).
b. Instruir a la Secretaría de Energía a que elabore e implemente un programa para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión para garantizar la prestación continua de los servicios públicos mencionados en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías (art. 2).
c. Determinar el inicio de los procesos de revisión tarifaria en los términos de los Marcos Regulatorios (7), el cual debe concluir antes del 31/12/2024 (art. 3).
d. Dispone la intervención del ENRE desde el 01.01.2024 hasta la designación de los miembros del Directorio (art.4); y faculta a la Secretaría de Energía a designar a los interventores (art. 5).
e. Los Interventores tendrán las facultades de gobierno y administración previstas en los marcos regulatorios y las asignadas en el DNU 55/2023 (art. 6):
-Informar sobre el cumplimiento de los procesos de renegociación dispuestos por la Ley 27.541 y por el Decreto 1020/2020.
-Realizar los procesos de revisión tarifaria —art. 3— y, hasta que culmine el proceso de revisión tarifaria, podrán aprobar adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados.
-Considerar las observaciones y adoptar —en caso de que corresponda— las recomendaciones efectuadas por los órganos de control sobre los procesos de renegociación contractual llevados a cabo en el marco de la Ley 25.561.
-Evaluar e informar sobre la gestión de Compras y Contrataciones del ENRE.
-Evaluar e informar sobre la ejecución del Presupuesto de Gastos y Recursos del ENRE desde el 10/12/2019 hasta la actualidad.
f. Determinar la aplicación de mecanismos que posibiliten la participación ciudadana en el proceso de adecuación tarifaria transitoria, bajo las previsiones del “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional” aprobado por el Decreto 1172/2003 o el régimen propio de participación que el Ente Regulador disponga conforme a su normativa vigente (art. 7).
g. Establecer que la Secretaría de Energía deberá —en un plazo de 180 días— revisar y/o reconducir y/o confirmar y/o anular el proceso de selección de los miembros del Directorio del ENRE iniciado por la Res. SE 607/2023 (art. 8).
h. Se invita a las provincias a coordinar con la Secretaría las acciones de emergencia necesarias para asegurar la prestación de los servicios de distribución de electricidad que correspondan a su jurisdicción (art. 9).
La industria eléctrica tiene la particularidad que, desde la sanción del marco regulatorio (8), a comienzos de la década del 90, el sector estuvo más años en emergencia que en situación de normalidad y plena aplicación de su régimen.
En efecto, el marco regulatorio eléctrico tuvo plena vigencia y aplicación por espacio de diez años, ya que luego ocurrieron importantes cambios a partir de la Ley 25.561 que, entre otras cuestiones, declaró la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria, puso fin al régimen de convertibilidad y autorizó al PEN a renegociar los contratos de obras y servicios públicos.
La Ley 25.561 previó que la emergencia se extendería hasta el 31/12/2004. Sin embargo, fue sucesivamente prorrogada por diversas normas, la última de las cuales fue la Ley 27.200, que extendió su vigencia hasta el 31/12/2017.
En el segmento generación en forma específica, esta emergencia dio lugar a que se fueran dictando diversas normas que, bajo la invocación de esta excepcionalidad, modificaron las reglas de la generación de energía eléctrica, alterándose las bases previstas en el marco regulatorio eléctrico sancionado con motivo de las privatizaciones, y que en sus considerandos expresaban que tenían como finalidad revitalizar el sector y proteger los intereses, tanto de los usuarios como de las empresas involucradas (9).
A la emergencia dispuesta por la Ley 25.561, y sus prórrogas, le sucedió el Decreto 134/2015, que declaró la emergencia del Sector Eléctrico Nacional hasta el 31/12/2017, y posteriormente la Ley 27.541 del 23/12/2019 que declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, hasta el 31.12.2020, que se complementa con el Decreto 1020/2020, y el Decreto 815/2022. De esta forma, la emergencia del sector eléctrico ha tenido una continuidad prácticamente ininterrumpida desde el 2022 (10).
Esta nueva emergencia declarada por el PEN plantea fundamentalmente dos interrogantes respecto de que puede pasar en el futuro en el segmento generación:
-Como evolucionarán los precios del Mercado Spot, y su relación con el Precio Estacional, de modo tal que el Fondo de Estabilización (11) tenga el funcionamiento previsto en el marco regulatorio, y no requiera la asistencia del Tesoro de la Nación.
-Que nuevamente puedan celebrarse contratos en el Mercado a Término (12) del MEM, cuya incorporación fue suspendida por el art. 9 de la Resolución SE 95/2013.
En los segmentos transporte y distribución, el DNU 55/2023 establece ciertas tareas que deben cumplirse, respecto de las cuales habrá que ver en qué plazo se cumplen y con que alcance. La principal es el inicio del proceso de revisión tarifaria de las transportistas y distribuidores (13), y las adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados, a cuenta de lo que resulte de la revisión tarifaria. No se establece la periodicidad de estas adecuaciones transitorias, cuestión fundamental en el contexto económico y la inflación que atraviesa el país.
El DNU 55/2023 pretende resolver la problemática entorno a distintos aspectos del MEM, como son la situación financiera, la deficiente infraestructura, los cortes a usuarios, la adecuada composición del ENRE, entre otros.
De todas maneras, parecería ser que el principal aspecto a resolver, el más urgente, y que es transversal a los tres segmentos de la industria, es la problemática situación financiera del MEM.
Recordemos que en los considerandos del Decreto se indica: “…la situación financiera del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) está afectada por un sistema de retribución que no refleja los costos reales de producción, y se verifica una situación generalizada de deudas de agentes distribuidores con dicho mercado. Que solo para 2023 las transferencias de aportes del Tesoro Nacional requeridas por CAMMESA para hacer frente a ese desbalance superarán la suma de un billón cuatrocientos mil millones de pesos ($ 1.400.000.000.000), con tendencia creciente debido al agravamiento de la cobranza a los distribuidores. Que resulta indispensable coordinar la actuación de los distintos entes estatales y de las empresas públicas y privadas del sector energético para lograr el abastecimiento de manera adecuada y, en caso de ser necesario, para tomar las medidas y restricciones operativas para minimizar el impacto socioeconómico y maximizar la eficiencia de las medidas” (14).
Para comenzar a solucionar este déficit financiero y cesar las transferencias de fondos del Tesoro de la Nación, el MEM debería funcionar bajo los estándares previstos en el marco regulatorio eléctrico, con precios estacionales que no estén siempre por debajo del precio spot, de modo tal de darle plena aplicación y funcionamiento al Fondo de Estabilización del MEM.
Para ello será necesario que las tarifas de transporte y distribución aumenten y que no se requiera de transferencias de fondos del Tesoro, respetando los parámetros previstos por la Corte Suprema de Justicias en el Fallo “CEPIS” (15), y aplicándose mecanismos que al mismo tiempo ajusten la tarifa en forma periódica de acuerdo con la coyuntura macroeconómica y la evolución general de los precios.
II. Modificaciones efectuadas por el DNU 70/2023
El 21/12/2023 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto de Necesidad y Urgencia 70/2023, que principalmente tiene dos objetivos: (i) declarar la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, sanitaria y social hasta el 31/12/2025 y (ii) la promoción, desde el Estado Nacional, de la vigencia efectiva, en todo el territorio, de un sistema económico basado en decisiones libres, adoptadas en un ámbito de libre concurrencia, con respeto a la propiedad privada y a los principios constitucionales de libre circulación de bienes, servicios y trabajo, para lo cual se adoptaron diversas medidas con la finalidad de desregular el comercio, los servicios y la industria en todo el territorio nacional, dejando sin efecto todas las restricciones a la oferta de bienes y servicios, así como toda exigencia normativa que distorsione los precios de mercado, impida la libre iniciativa privada o evite la interacción espontánea de la oferta y de la demanda.
Entre las modificaciones que impactan en la industria eléctrica, cabe mencionar las siguientes:
a. Declara la emergencia pública en diferentes materias hasta el 31.12.2025, incluyendo la tarifaria.
b. Se modifica el art. 24 de la Ley 25.877, que establece el Régimen Laboral, incluyendo al transporte y comercialización de energía eléctrica como servicio esencial. En la redacción original solo estaban incluidas la producción y distribución. Ello implica que debe garantizarse una cobertura mínima del 75% en caso de conflictos colectivos que pudieran afectar la normal prestación del servicio público.
c. Otorga facultades a la Secretaría de Energía para redeterminar la estructura de subsidios vigentes a los usuarios finales de energía eléctrica (16). El otorgamiento del subsidio deberá considerar un porcentaje de los ingresos del grupo conviviente. La Secretaría de Energía tendrá facultades para definir los mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios, determinando los roles y tareas que desempeñarán de manera obligatoria los distintos actores públicos.
d. Deroga el Decreto 1491/2002, que regulaba que los contratos de exportación por Potencia Firme y Energía Eléctrica Asociada y los Acuerdos de Comercialización de Generación relacionados con dichas exportaciones, no se encontraban comprendidos en lo dispuesto por la Ley 25.561 y su reglamentación. Los precios de los contratos se podían facturar en dólares estadounidenses, ajustándose en la forma prevista en los respectivos contratos. El Decreto era de orden público. La derogación sigue el criterio de la modificación al art. 765 del Cód. Civ. y Com. de la Nación que admite que el precio de los contratos se puede pactar en moneda extranjera y el precio se cancela en la moneda pactada.
e. Deroga el Decreto 643/2003, que autorizaba a la Secretaría de Energía a redeterminar el canon o precio correspondiente a la parte faltante de ejecución de una ampliación de transporte de energía eléctrica. La redeterminación procedía sólo cuando los costos de los rubros principales de la obra hubieran alcanzado una variación promedio de los precios del contrato de la Ampliación superior al 5%.
f. Deroga la Ley 25.822, que ratificaba y establecía la realización prioritaria el “Plan Federal de Transporte Eléctrico”. Exigía que los recursos correspondientes al Fondo Nacional de la Energía Eléctrica percibidos y a percibir a través CAMMESA, con destino al Plan Federal de Transporte Eléctrico, y aquellos que la Ley 24.065 coloca bajo la administración del Consejo Federal de la Energía Eléctrica, debían ser depositados, inmediatamente de percibidos, no pudiendo aplicarse a los mismos descuentos o detracciones de ninguna naturaleza. La realización y financiación de las ampliaciones del Plan Federal ya no serán prioritarias.
g. Deroga el Decreto 311/2006, que había aprobado el otorgamiento de determinados préstamos del Tesoro Nacional al Fondo Unificado, creado por el art. 37 de la Ley 24.065, y las condiciones para el reintegro de las sumas efectivamente desembolsadas.
-Deroga los artículos 16 a 37 de la Ley Nº 27.424, que establece el Régimen de fomento a la generación distribuida de energía renovable integrada a la red eléctrica pública. El régimen derogado comprende: (i) El Fondo Fiduciario para el desarrollo de la generación distribuida; (ii) los beneficios promocionales para la generación distribuida que eran financiados con el Fondo o con créditos fiscales; (iii) el régimen de fomento para la industria nacional para la producción de sistemas, equipos e insumos para la generación distribuida.
III. El camino de la transición energética
Analizaremos el escenario internacional y el local en materia de transición energética, señalando los proyectos que mayor interés presentan en el sector, y como podrían evolucionar.
III.1. El escenario internacional
En el año 2015 tuvo lugar en Paris la 21º Conferencia de las Partes (COP21), en la cual 193 países y la Unión Europea suscribieron un tratado internacional sobre el cambio climático, conocido como el “Acuerdo de París”, que fue aprobado por Argentina mediante la Ley 27.270.
En el Acuerdo, los diferentes países anunciaron sus compromisos de reducción de gases de efecto invernadero por medio de las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC, por sus siglas en inglés), modificándose el escenario energético y productivo, con una meta exigente como alcanzar la carbono neutralidad para el año 2050. Para ello, es necesario transformar la matriz energética y la estructura productiva de forma radical.
El Acuerdo invitó a los países a formular y presentar estrategias de desarrollo a largo plazo con bajas emisiones de gases de efecto invernadero, que proporcionan el horizonte de las contribuciones determinadas a nivel nacional, aunque, no son obligatorias. Sin embargo, sitúan a las mencionadas contribuciones determinadas de cada país en el contexto de las prioridades de planificación y desarrollo a largo plazo, proporcionando una visión y dirección para el desarrollo futuro (17).
En el año 2021, tuvo lugar en Glasgow la COP 26, en la cual los países reafirmaron el objetivo del Acuerdo de París de limitar el incremento de la temperatura media mundial a 2ºC por encima del nivel preindustrial y esforzarse por no superar 1,5ºC y expresaron la “alarma y máxima preocupación en relación con las actividades humanas que han provocado un incremento de 1,1ºC en las temperaturas hasta la fecha, los efectos del cual ya se aprecian en todas las regiones, y con que los presupuestos de carbono actuales destinados a alcanzar el objetivo de temperatura del Pacto de París son poco ambiciosos y se exceden rápidamente”. En este sentido, reconocieron que la repercusión del cambio climático será mucho menor con un incremento de la temperatura de 1,5ºC que de 2ºC.
Por último, el 13 de diciembre pasado concluyó la COP28, realizada en Dubái, que reunió a casi 200 países. En dicha Conferencia se llegó a un acuerdo sobre el Balance Global (Global Stocktale), que señala el “principio del fin” —según declaró Simon Stiell, Secretario Ejecutivo de ONU Cambio Climático— de la era de los combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón), al sentar las bases para una transición rápida, justa y equitativa, respaldada por fuertes recortes de las emisiones y un aumento de la financiación.
El acuerdo alcanzado en la COP28, con el objetivo de iniciar una transición hacia energías renovables y limpias, es el primer texto final a nombrar combustibles fósiles en su redacción, ya que anteriormente se había mencionado a los gases de efecto invernadero. A pesar de este hecho inédito, el acuerdo fue criticado por algunos Estados al exigir su “retirada progresiva” y no contener lapsos de tiempo ni compromisos concretos para dejar de quemar combustibles fósiles.
El balance pide a las Partes que tomen las siguientes medidas:
-Triplicar la capacidad de las energías renovables y duplicar las mejoras de la eficiencia energética para 2030.
-Aceleración de los esfuerzos hacia la eliminación progresiva de la energía del carbón sin disminuir.
-Acelerar el ritmo durante esta década crítica, con vistas a alcanzar un balance neto cero en 2050.
-La eliminación progresiva de los subsidios ineficientes a los combustibles fósiles.
-Otras medidas que impulsen la transición hacia la eliminación de los combustibles fósiles en los sistemas energéticos, de una manera justa, ordenada y equitativa, con los países desarrollados continuando a la cabeza.
De lo expuesto se desprende que desde hace ya aproximadamente 10 años el escenario internacional propone un camino de transición energética, con compromisos asumidos en forma individual por cada uno de los países firmantes de los documentos que resultan de cada Conferencia sobre Cambio Climático. Estos compromisos necesariamente impactan en las políticas públicas de cada país, y nos permiten aventurar cuales son los proyectos más relevantes en este camino de transición energética.
III.2. Pasado, presente y futuro de la transición energética en Argentina.
Hace aproximadamente 10 años Argentina registró un gran impulso en el camino de la transición energética, de la mano de la sanción de Ley 27.191, que modificó y complementó la Ley 26.190, de fomento de la generación de energía eléctrica de fuente renovable.
La sanción de la Ley 27.191 tuvo como consecuencia la implementación del Programa RenovAr, y el aumento sustancial de la generación de energía eléctrica de fuente renovable, que hasta entonces representaba una mínima porción de la matriz energética.
Luego de haberse incorporado a la matriz energética un aporte sustancial de generación de fuente renovable, que detallaremos más adelante, la Secretaría de Energía, como consecuencia del Acuerdo de Paris, emitió en el 2023 las Resoluciones 517/2023 y 518/2023, mediante las cuales aprobó el “Plan Nacional de Transición Energética al 2030” y los “Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050”, respectivamente. En estos documentos se establecen metas, objetos a cumplir y cursos de acción para el año 2030, y se contempló el desarrollo de 3 posibles escenarios de transición energética, con el fin de reducir de manera significativa las emisiones de gases de efecto invernadero en Argentina para el año 2050.
A continuación, haremos referencia al panorama actual, las perspectivas futuras de algunos de los segmentos e inversiones más significativas del mercado eléctrico, y formularemos algunas propuestas para facilitar el crecimiento y materialización de inversiones en las distintas áreas.
(i) Generación Renovable
La Ley 27.191 constituyó un marco jurídico que otorgó previsibilidad y estabilidad a la generación de energía eléctrica de fuente renovable, lo cual posibilitó que se concreten numerosas inversiones en el sector, y la generación renovable aumente significativamente su aporte en la matriz energética.
En el año 2014, un año antes de la sanción de la referida ley, el aporte de la generación renovable de la totalidad de la energía consumida era del 1,8%, mientras que en el año 2022 fue del 13,9%, según informó CAMMESA (18). A ello tendrá que sumársele en los próximos años el aporte de los proyectos de RenovAr (19) que todavía no lograron la habilitación comercial, así como los adjudicados en RenMDI (20), y los que directamente comercializan energía en el MATER (21).
Existen importantes incentivos para que las inversiones en generación renovable continúen creciendo:
a. El objetivo de lograr una contribución de las fuentes renovables de energía hasta alcanzar el 20% del consumo de energía eléctrica nacional, al 31 de diciembre de 2025 (previsto en el art. 5 de la Ley 27.191), y los nuevos objetivos que el Estado Nacional pueda trazar en el futuro.
b. La obligación de las Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista y las Grandes Demandas que sean Clientes de los Prestadores del Servicio Público de Distribución o de los Agentes Distribuidores, con demandas de potencia iguales o mayores a trescientos kilovatios (300 kW) de cumplir efectiva e individualmente con el objetivo indicado en el apartado anterior.
c. El escenario internacional de transición energética que lleva a muchas empresas a abastecer la totalidad, o una parte significativa, de su consumo con energía de fuente renovable, aun cuando no se encuentren obligados a cumplir con dicho estándar.
d. La producción de hidrógeno verde, y otros productos como amoníaco verde, que requieren la generación de energía eléctrica de fuente renovable.
Las principales dificultades para que la generación de energía eléctrica continúe su crecimiento está dado por la escasa disponibilidad de capacidad de transporte (que analizaremos con mayor detenimiento a continuación), y los problemas cambiarios y de importación, que aparentemente se encuentran en vías de solución por la actual administración.
(ii) Transporte de energía
Como indicamos, la principal limitación para el desarrollo de nuevos proyectos de generación de energía eléctrica de fuente renovable es la escasa disponibilidad de capacidad de transporte, que impide la inyección y comercialización de nueva generación.
En una reciente exposición el director general de Transener, la concesionaria a cargo de la presentación del servicio público de transporte de energía eléctrica en alta tensión señaló: “En los últimos 15 años la demanda creció un 95%, los transformadores que están conectados en nuestro sistema de transporte crecieron un 110%, y nuestras líneas 50%”, en virtud de lo cual concluía que el sistema está totalmente saturado (22).
Esto también puede advertirse al consultarse el Anexo 3 publicado trimestralmente por CAMMESA en los procedimientos de asignación de prioridad de despacho, el cual evidencia una escasa o nula disponibilidad de capacidad de transporte en general, y en especial en los corredores más atractivos. Los mismo puede verificarse en la Guía de Referencia de Transener (23) y de cada una de las Transportistas por Distribución Troncal (24).
En este sentido, si el régimen de asignación de prioridad de despacho, previsto en la Resolución SE 281/2017, fue ideado con la intención de ayudar a los proyectos a obtener financiamiento, lo cierto es que la actualidad, incluso con el régimen de despacho referencial A (25), el escenario es crítico y requiere medidas que posibiliten el desarrollo de infraestructura de transporte.
El Gobierno parecería estar consciente de esta limitación, ya que emitió por un lado el documento “Plan Nacional de Expansión de Redes”, aprobado por la Resolución 507/2023, que contempla el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica en Alta Tensión (500 kV); el Plan de Readecuación de Estaciones Existentes del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (500 Kv); el Plan de Readecuación de Estaciones Transformadoras Existentes de media tensión (132 kV); y el Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal.
Más allá de que la Resolución indica la red e infraestructura asociada, lo cierto es que no establece los mecanismos que se aplicarán para llevar a cabo dichos planes.
Por otro lado, hay que mencionar que los privados han tomado la iniciativa de proponer mecanismo para propiciar las ampliaciones del sistema de transporte (26). A su vez, la Secretaría de Energía dictó la Resolución 562/2023 (27), por la cual convocó a interesados a realizar manifestaciones de interés para gestionar y financiar o cofinanciar con otros interesados ampliaciones del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión. Ello lo dispuso con el objetivo de (i) incrementar la capacidad de transporte que permita el ingreso de nueva oferta de generación y el transporte de la energía eléctrica generada hasta los centros de consumo del Sistema Argentino de Interconexión (SADI); y (ii) promover el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en áreas aisladas, mediante la construcción de líneas de transporte a vincularse con el SADI.
Lo cierto es que ninguna de estas medidas ha constituido incentivo suficiente para que se lleven adelante proyectos de ampliación del sistema de transporte.
La baja cantidad de inversiones registradas en materia de ampliaciones del sistema de transporte, habiendo sido realizadas casi en su totalidad por impulso del Estado Nacional o Provinciales, debería impulsar una ley que contemple adecuadamente la problemática y que al mismo tiempo otorgue previsibilidad y estabilidad, tal como funcionó con el marco regulatorio renovable.
Una ley que favorezca las inversiones en ampliaciones del sistema de transporte debería contemplar los costos de este tipo de obras, la prioridad del privado involucrado en la ampliación para el despacho de energía, y el beneficio que reportará para todo el Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”) la incorporación de nuevas líneas de transmisión.
Si la decisión es que las ampliaciones sean financiadas y realizadas por empresas privadas, solo podrá lograrse bajo condiciones financieras macroeconómicas adecuadas, y la seguridad jurídica necesaria.
De otro modo, será difícil que se concreten nuevas inversiones y se materialicen proyectos, quedando el sector en la instancia de planificación actual.
(iii) Producción de Hidrógeno
El fomento a la producción de Hidrógeno es fundamental tanto para el desarrollo económico del país como para la transformación de la matriz energética tendiente a la descarbonización.
Por tal motivo, la Secretaría de Energía elaboró la “Estrategia nacional del hidrógeno”, que tiene tres ejes: (i) Reconoce la importancia de impulsar el desarrollo tecnológico y productivo en toda la cadena de valor, incluyendo la producción de los bienes de capital críticos y la provisión de servicios tecnológicos, (ii) Dando cuenta de los diferentes recursos y capacidades disponibles en el territorio argentino, contempla la producción del hidrógeno de bajas emisiones por medio de diferentes tecnologías, ya sea a partir fuentes renovables (verde), a partir de energía nuclear (rosa), o a partir de combustibles fósiles con captura de carbono (azul), (iii) Establece dos pilares para el despliegue de la economía del hidrógeno: el mercado interno, fundamental para generar condiciones iniciales, evaluar prototipos y desarrollar tecnología nacional; y los mercados de exportación, orientados a la producción en gran escala altamente competitiva, sacando de ventaja de la calidad de los recursos naturales y las capacidades construidas.
Los resultados esperados para el año 2050 son:
a. que Argentina tenga una producción doméstica total de al menos 5 Mt anuales de hidrógeno de bajas emisiones, el 20% estará destinado al mercado local, tanto para la descarbonización de los usos actuales del hidrógeno (industrias del acero, petroquímica y refino) como para atender los nuevos usos (principalmente combustibles sintéticos) y el 80% restante estará destinado a abastecer el mercado internacional;
b. para alcanzar estas metas de producción será necesario instalar al menos 30 GW de capacidad de electrólisis y 55 GW de generación eléctrica renovable (actualmente es de 5562 MW) (más que duplicar la generación total de electricidad en la Argentina;
c. la producción de hidrógeno girará en torno a polos productivos, ubicados en función de la calidad de los recursos y la cercanía a los mercados internos y puertos para la exportación;
d. la vinculación de estos polos con la red de universidades y centros tecnológicos locales será clave para el desarrollo de nuevas tecnologías, así como para la adopción temprana y adaptación a las condiciones productivas locales,
e. la realización de los objetivos establecidos requiere una fuerte transformación de la infraestructura, en corredores viales críticos y puertos,
f. el despliegue de la nueva actividad redundará en la creación de más de 80 mil empleos calificados.
La Secretaría de Energía también elaboró un proyecto de ley de producción de hidrógeno de bajas emisiones que remitió al Congreso de la Nación en mayo de 2023. Dicho proyecto requiere diversas modificaciones para constituir a régimen atractivo para potenciales inversores. Sin pretender agotar el análisis del mismo, cabe mencionar algunas de las cuestiones que deberían ser modificadas:
a. Plazo de promoción: el proyecto establece en su primer capítulo un Régimen para la Promoción del Hidrógeno de bajas emisiones de carbono con beneficios impositivos por un plazo de 30 años contados a partir de la entrada en vigor de la ley. El plazo es inadecuado ya que no se ajusta a la vida útil de los proyectos que suele ser de 50 años. También el plazo debería de aplicarse no a partir de la entrada en vigor de la ley, sino una vez que los proyectos comienzan con su operación comercial, debido al tiempo que conlleva la construcción del proyecto y la puesta en funcionamiento de este.
b. Integración nacional: para poder acceder a los beneficios que otorga el régimen de promoción, los proyectos deben cumplir con requisitos de integración nacional. Por ejemplo, las plantas de producción de hidrógeno verde deberán incluir equipos electrolizadores y parques de generación de energía eléctrica de fuentes renovables con un de contenido nacional del 35%, a partir de la entrada en vigor de la ley y hasta el quinto año inclusive. Luego se eleva al 45% hasta el noveno año inclusive y finalmente al 50% hasta el fin del régimen. La integración nacional debe acompañar la maduración de los proyectos y no funcionar como una imposición desde el nacimiento de estos. El porcentaje de integración nacional parece difícil de alcanzar por lo que una solución podría ser premiar a quienes alcancen ese porcentaje de integración nacional pero no utilizarlo como una imposición u obligación ya que en la práctica resulta inviable.
c. Fondo de Afectación Específica: el artículo 16 del proyecto encomienda al Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP) la realización de las acciones necesarias para constituir un Fondo de Afectación Específica destinado a financiar a proyectos de fabricantes de equipamiento de la cadena de valor del hidrógeno, así como proveedores de bienes y servicios de alto contenido tecnológico. En el artículo 17 se afirma que los beneficiarios del régimen de promoción deben aportar al fondo el 0,5% del monto total de la inversión declarada al momento de inscribirse al régimen. Ese porcentaje afecta la rentabilidad y competitividad de los proyectos para competir internacionalmente. Además, la determinación del uso de dicho subsidio podría aplicarse a proyectos que luego compitan entre sí, o al desarrollo de proyectos piloto con intereses particulares que no necesariamente sean de interés para la industria. El porcentaje exigido pareciera haberse basado en inversión para plantas piloto y no en montos de inversión destinados a proyectos de gran escala.
d. Organismos reguladores: el proyecto de ley establece distintas autoridades para reglar los temas se encuentran bajo su órbita: Secretaría de Energía (autoridad de aplicación), Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo (inscripción de proyectos y proveedores), Agencia nacional de Hidrogeno (AgenHidro, que fija los estándares de emisiones) y Consejo Federal del Hidrogeno (efectúa recomendaciones sobre la cadena de valor a AgenHidro). Son demasiados organismos y todos ellos con un camino de largo aprendizaje en los temas para el desarrollo de la industria. Se les asigna un fuerte rol de gestión en lugar de ejercer únicamente la función de contralor. Lo más conveniente sería reducir la cantidad de organismos y asignar adecuadamente las funciones y competencias.
e. El proyecto focaliza más el hidrogeno proveniente de gas natural con captura (azul) y el producido a partir de energía nuclear (rosa), señalando que el hidrogeno verde se encuentra aún en etapa de desarrollo con grandes desafíos por vencer. Deberían impulsarse las tres variantes por igual.
f. El proyecto busca otorgar ciertas garantías en materia cambiaria, permitiendo la libre aplicación del 50% de las divisas obtenidas en las exportaciones del proyecto; que de todos modos no es igual al deseable concepto de libre disponibilidad de divisas. Sin embargo, dicho porcentaje de libre aplicación solo puede ser utilizado según el proyecto para el pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros en el exterior. Sería conveniente permitir también otros conceptos para su uso, como el pago de utilidades, dividendos o repatriación de inversiones directas de no residentes u otros proyectos asociados.
g. En lo que hace a derechos de exportación, no parece conveniente establecer que una determinada alícuota (por ejemplo, 0% para la exportación de hidrógeno verde) solo será aplicable durante los primeros 10 años de vigencia de la ley. En todo caso, cualquier plazo debiera estar atado al comienzo de la explotación comercial del proyecto, pues de lo contrario es muy probable que dicho beneficio en la práctica no se aplique. Esto es así ya que la industria recién está dando los primeros pasos; el desarrollo de uno de estos proyectos toma años, la construcción toma otros más, con lo cual es posible que al llegar a los primeros 10 años de vigencia de la ley pocos proyectos hayan comenzado a exportar volúmenes considerables.
La producción de hidrógeno de bajas emisiones, fundamentalmente el verde, debido a su vinculación a la generación de energía de fuente renovable, tiene un gran potencial en el país, pero exige el rediseño del proyecto de ley, adaptándolo a condiciones razonables de inversiones, eliminándose las barreras que desincentivan inversiones y encarecen los proyectos.
(iv) Almacenamiento de energía eléctrica
El último punto ligado a la transición energética son los sistemas de almacenamiento, que han tenido importantes novedades en el transcurso del año 2023.
La importancia del almacenamiento está dada como sistemas que permiten cubrir requerimientos de capacidad de corta duración y aportar servicios de reserva de rápida respuesta.
La tecnología de almacenamiento de energía eléctrica tiene un desarrollo actual que representa una oportunidad para su integración a la red de transporte y generación, y para incorporar algunas de sus aplicaciones para contribuir al abastecimiento de la demanda, optimizar el despacho, reducir costos y brindar servicios adicionales a la operación.
La generación renovable intermitente puede combinarse con almacenamiento de manera tal de ampliar su penetración y optimizar la incorporación de infraestructura de redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, permitiendo desarrollar una matriz energética más limpia y eficiente.
La Secretaría de Energía dictó dos Resoluciones vinculadas a sistemas de almacenamiento. Por un lado, la Resolución Nº 330/2022 convocó a interesados a presentar Manifestaciones de Interés (MDI) para desarrollar integralmente proyectos de infraestructura que contribuyan a incorporar Generación Renovable y/o instalaciones de almacenamiento de energía en puntos de la red (28).
Asimismo, la Secretaría de Energía dictó la Resolución 906/2023 (29), mediante la cual convocó a interesados a realizar manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (“AlmaMDI”) con el objetivo de optimizar el despacho de generación del MEM, optimizar la capacidad instalada en los sistemas de Transporte o Distribución de energía eléctrica, y aportar servicios de reserva de potencia en el SADI.
Un nuevo marco regulatorio que incentive inversiones en infraestructura de transporte podría también contemplar un régimen para promover inversiones en materia de almacenamiento de energía eléctrica.
IV. Conclusiones
Confluyen un escenario internacional y otro local, propicios para el desarrollo de distintos proyectos ligados a infraestructura eléctrica. Nuestro país posee condiciones naturales que incentivan, por si solas, el desarrollo de nuevos proyectos. Sin embargo, deben darse dos condiciones imprescindibles: contar con marcos normativos que aporten seguridad jurídica, previsibilidad y estabilidad a los inversores, comprendiendo las realidades y particularidades de cada proyecto, para que los mismo puedan llevar a cabo; y la existencia de condiciones económico-financieras que eliminen los sobrecostos en las inversiones locales, que hacen que los proyectos en la Argentina sean menos competitivos que los que ofrecen otros países.
(A) Abogado UCA. Especialización en Derecho Administrativo Económico (UCA). Posgrado Derecho de los Hidrocarburos y la Industria Energética UCA (2020). Curso avanzando de redacción de Contratos en inglés, Universidad Torcuato Di Tella. Socio de Pozo Gowland Abogados.
(1) Conforme DNU 815/2022. El vencimiento del referido plazo indicaba la urgencia de emitir el presente DNU.
(2) Las cuales, conforme el DNU 1020/20 abrirían un nuevo período tarifario según los marcos regulatorios.
(3) Ley 25.561, Ley 27.541 y DNU 1020/2020.
(4) Que en algunas regiones del país alcanzan la calificación de críticos
(5) Tanto en época estival como invernal.
(6) El PEN destaca que solo para 2023 las transferencias de aportes del Tesoro Nacional requeridas por CAMMESA para hacer frente a ese desbalance superarán la suma de un billón cuatrocientos mil millones de pesos ($ 1.400.000.000.000), debido al agravamiento de la cobranza a los distribuidores.
(7) Previsto en el art. 43 de la Ley 24.065.
(8) El marco regulatorio eléctrico está conformado por las Leyes 15.336, 24.065, su decreto reglamentario 1398/1992, las Resoluciones 61/1992 y 137/1992 —y sus complementarias—, dictadas por la Secretaría de Energía en su condición de autoridad de aplicación de la Ley 24.065, que establecen los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de cargas y el Cálculo de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista (conjunto de normas conocido como “Los Procedimientos”), así como las otras disposiciones dictadas por el mencionado organismo y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
(9) El análisis de las normas dictadas luego de la sanción de la Ley 25.561 puede consultarse en POZO GOWLAND, Francisco, “Generación de energía eléctrica. Su evolución normativa y cuestiones a resolver”, El Derecho, Revista de Derecho Administrativo, abril 2022, número 4.
(10) A excepción del período comprendido entre la pérdida de vigencia de la emergencia declarada por el Decreto 134/2015 y la entrada en vigor de la ley 27.541.
(11) A efectos de brindar estabilidad al precio de la energía en el MEM, la Secretaría de Energía fija trimestralmente el precio estacional, que es el precio de la energía que pagan los distribuidores por las compras en el mercado spot. Las diferencias que existan entre el precio del mercado spot y el precio estacional son cubiertas por el Fondo de Estabilización, creado mediante el art. 36 de la Ley 24.065, a través de un sistema de estabilización de precios, regulado en el numeral 5.7 de Los Procedimientos. Allí se dispone que, en caso de insuficiencia de recursos financieros en el Fondo de Estabilización, CAMMESA, en su función de Organismo Encargado del Despacho (OED), debe gestionar ante la Secretaría de Energía la asistencia financiera necesaria.
(12) La Ley 24.065 establece en el art. 35º que en el MEM funcionan dos mercados: el mercado a término, con contratos libremente pactados entre vendedores y compradores.
(13) Art. 3.
(14) El destacado nos pertenece.
(15) Fallos: 339:1077. En el considerando 32 la CSJN indica: “Que las decisiones y objetivos de política económica implementadas implican un importante cambio de financiamiento del sistema energético nacional, sumados a la situación de deterioro que sufre su abastecimiento —conforme a lo informado por la demandada— y a la variación de los precios de la economía, con una inercia de más de una década en el sentido descripto, imponen al Estado una especial prudencia y rigor a la hora de la determinación de las tarifas y de su transparencia, a fin de asegurar su certeza, previsibilidad, gradualidad y razonabilidad, es decir una relación directa, real y sustancial entre los medios empleados y los fines a cumplir, evitando que tales decisiones impongan restricciones arbitrarias o desproporcionadas a los derechos de los usuarios, y de resguardar la seguridad jurídica de los ciudadanos. De tal modo, todo reajuste tarifario, con más razón frente a un retraso como el que nos ocupa, debe incorporar como condición de validez jurídica —conforme con la previsión constitucional que consagra el derecho de los usuarios a la protección de sus “intereses económicos (art. 42 de la CN)— el criterio de gradualidad, expresión concreta del principio de razonabilidad antes referido. En efecto, la aplicación de dicho criterio permitiría la recuperación del retraso invocado y, a la vez, favorecería la previsión de los usuarios dentro de la programación económica individual o familiar, elemento que ha merecido la oportuna ponderación de este Tribunal (conf. arg. Fallos: 325:2059)”.
(16) Bajo las Leyes 15.336 y 24.065. También se incluye a los usuarios de gas natural según Leyes 17.319 y 24.076.
(17) https://unfccc.int/es/acerca-de-las-ndc/el-acuerdo-de paris#:~:text=El%20Acuerdo%20de%20Par%C3%ADs%20habla,orientaci%C3%B3n%20general%20al%2 Mecanismo%20Tecnol%C3%B3gico.
(18) https://cammesaweb.cammesa.com/erenovables/.
(19) El Programa RenovAr fue impulsado por la Secretaría de Energía y consistió en 4 rondas (1, 1.5, 2 y 3) en las cuales CAMMESA licitó la contratación de suministro de energía de fuente renovable, en virtud de la cual los adjudicados debían construir una central/parque (de la tecnología ofertada) y suministrar energía a CAMMESA por 20 años y a un precio fijado en dólares. En todas las rondas se adjudicaron prácticamente 200 contratos y tuvo como resultado un incremento sustancial de la generación de renovable en la matriz energética.
(20) El 02/02/2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución de la Secretaría de Energía 36/2023 que puso en marcha la convocatoria a los interesados a presentar ofertas en el marco de la Convocatoria de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable con CAMMESA, quien actuaba en representación de los Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM hasta su reasignación en cabeza de los Agentes Distribuidores y/o grandes usuarios del MEM. La convocatoria siguió los lineamientos generales del Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica, sancionado por la Ley 26.190 y modificado y ampliado por la Ley 27.191.
(21) El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) es aquel en donde se comercializa libremente energía, con condiciones libremente acordadas entre comprador y vendedor.
(22) Energy Day, que puede ser escuchado en el siguiente link https://www.youtube.com/watch?v=LAwPGILeJbk&t=927s.
(23) https://drive.google.com/file/d/1x2NbxPbcKWbKblzPU-7IFF2kS9byhfGe/view.
(24) https://ateera.org.ar/.
(25) Por la falta de capacidad de transporte disponible, la Secretaría de Energía dictó al Resolución 60/2023 mediante la cual implementó, para los corredores donde no existe disponibilidad para asignar Prioridad de Despacho en forma plena y para todas las horas del año, un mecanismo de Asignación de Prioridad de Despacho tipo Referencial A. Este mecanismo permite a los generadores obtener la Prioridad de Despacho tipo Referencial A, en la cual prevean para sus evaluaciones limitaciones circunstanciales que les permitan inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación de los distintos nodos y corredores del SADI, hasta tanto existe mayor capacidad disponible.
(26) A título ejemplificativo, cabe mencionar que la Cámara Eólica Argentina elaboró el estudio sobre “Ampliación en el Sistema de Transporte. Compromisos de descarbonización, metas y resultados económicos: motivos urgentes para acelerar una tarea pendiente”.
(27) Consultar alcance en https://pg-abogados.com.ar/es/la-convocatoria-a-interesados-a-realizar-manifestaciones-de-interes-para-gestionar-y-financiar-ampliaciones-del-sistema-de-transporte-de-energia-electrica-en-alta-tension/.
(28) Su alcance puede ser consultado en el siguiente link https://pg-abogados.com.ar/es/convocatoria-para-proyectos-de-energia-renovables-y-almacenamiento/.
(29) Su alcance puede ser consultado en el siguiente link https://pg-abogados.com.ar/es/convocatoria-a-realizar-manifestaciones-de-interes-para-incorporar-gestionar-y-financiar-sistemas-de-almacenamiento-de-energia-electrica/.